适用于新型配电网的改进型电流保护

2024-04-17戴志辉张艺宏于礼瑞邱晓璇何静远

华北电力大学学报(自然科学版) 2024年1期

戴志辉，张艺宏，于礼瑞，邱晓璇，何静远

(华北电力大学电气与电子工程学院，河北保定 071003)

0 引言

“双碳”目标下,为实现电源清洁低碳化,新能源广泛接入配电网[1]。配网作为消纳新能源特别是分布式电源的主要载体,逐步转变为具有高比例电力电子设备应用和高比例可再生能源接入及需求侧随机性和供给侧随机性的“双高”、“双随机”等新特征的新型配电网[2]。

随着DG高比例接入,配网拓扑和故障特性的改变影响了保护的动作性能及配网安全可靠运行[3]。由于不需调整原有保护方案,配网出现故障后及时将DG退出的方法使用较为广泛[4]。但配网中多发瞬时性故障,DG频繁接入和切出使DG利用率下降。此外,通过选址定容[5]减小DG接入对保护的影响在新能源发展的初期具有一定应用价值,但其难以有效适应新型配电网的发展。因此研究适用于新型配电网的保护原理具有理论意义和实用价值,当前研究成果主要集中于:

1)自适应保护:文献[6]利用线路两侧的电流相关系数实时调整差动的保护动作特性,实现保护自适应保护;文献[7]使距离保护动作边界随自适应系数动态调整,再实时修正自适应系数;文献[8]在故障后通过检测故障电流序分量确定故障类型,再采用不同整定值使保护的定值时刻变化,实现过流保护自适应。当前的自适应保护的思路多为故障后依据故障特性构建自适应保护判据,这种故障后再计算及判断的方法从原理上无法杜绝逻辑判断时间对保护速动性造成的影响,且自适应保护装置除了智能化要求高以外,对系统硬件装置的要求较高,异常数据对其影响也较大[9]。

2)利用故障分量构成的保护:文献[10]通过检测到负序故障分量时保护装置启动、检测到最大正序故障分量的保护才动作的方法判别故障范围;文献[11]利用故障序分量幅值之和的初始突变量来定位故障。由于目前大多光伏及储能采用抑制负序的控制策略[12],其输出故障分量受控制方式影响较大,因此这类方法普适性较弱。

新型配电网背景下新能源运行状态多样化、电网潮流双向化等新的因素开始主导电网的运行方式,系统最大、最小运行方式之间的跨度由于新能源机组的存在变的越来越大[13],当前配电网中基于最大、最小运行方式整定的三段式电流保护愈加难以同时满足保护“四性”。

在此背景下,首先搭建接入多类型高比例具有低压穿越能力DG接入的配电网模型,分析适用于新型配电网短路计算方法,研究6个典型场景下DG对保护四性的影响;提出将配网运行状态聚类为多个运行状态集后集内分别整定的整定方案和依据配网运行状态更新定值的定值在线更新方案,最后利用PSCAD/EMTDC仿真在不同故障类型、故障位置及DG出力情况下保护动作情况,并与三段式保护灵敏度对比,验证了所提方案的有效性。

1 多类型DG接入配网的故障分析

1.1 多类型DG接入的配电网短路计算

考虑不同DG的并网控制和低电压穿越策略,光伏及储能为逆变型DG,正常并网运行为恒功率控制,故障后为低电压穿越控制[14],采用正负序双dq电流控制抑制负序分量输出,故障后等效为受并网点电压控制的正序电流源。双馈型风力发电机的低穿越策略据机端电压跌落程度分两类,若机端电压跌落严重,双馈风机快速投入Crowbar保护,正负序等值电路均为无源阻抗;若跌落程度较轻,无需投Crowbar保护,正序等值为带内阻抗的正序电势,负序无源阻抗;永磁直驱风机输出故障电流由机端电压及故障前工况决定,等值为受控电流源[15]。

图1为含多类型DG配网不同故障时的通用序网图。图中M为故障点,Es为系统侧等效电势,Zs1为正序内阻抗,ZLS1为系统电源到故障点间线路正序阻抗之和,ZLD1为故障点到光伏电站DG1间线路正序阻抗之和,ZD1为光伏正序内阻抗及出口变压器正序阻抗之和;ZLD2为DG1到风电站DG2之间线路的正序阻抗,由风机种类及低穿策略选择开关S1闭合位置;ZLD3为DG2到储能站DG3之间线路的正序阻抗,由储能充放电状态选择开关S2闭合位置。Zeq.f为零序及负序等值阻抗,不同故障下Zeq.f如式(1)所示,式中Zeq.2为负序等效阻抗,Zeq.0为零序等效阻抗。

图1 不同故障类型时的通用序网图Fig.1 General sequence network for different fault types

(1)

IDG1、IDG3为故障后DG输出电流,计算公式为

(2)

1.2 多类型DG接入对保护四性影响分析

1.2.1 配网正常无故障运行

图2为10 kV配网,图中新能源场站DG1为有低压穿越能力同时抑制负序的光伏电站、DG2和DG3分别为具有低电压穿越能力的双馈风机及储能站,仿真参数见附录表1。线路L1～ L11为架空线路,型号LGJ-120/25[16],R=0.27 Ω/km,X=0.347 Ω/km,线路分别配有保护K1～K11,末端为负荷Load1～Load5。

图2 含多类型高比例DG的配电网接线图Fig.2 Distribution network wiring diagram with multiple types of high proportion DG

以图2配网的保护K2和K4分别说明DG接入对DG上、下游保护的影响:系统正常运行,初始时刻仅投入DG1,第5秒时DG2投入,如图3所示流过K2的电流降低了25.61%,对保护选择性和可靠性无影响,而保护的速动性与保护装置本身的性能和Ⅱ段及Ⅲ段的时限Δt有关,故正常运行时不考虑速动性受到的影响;对DG下游保护K4,初始时刻仅投入DG1,第5秒DG2投入后流经K4电流增大,保护误动概率增大,可靠性降低。

图3 DG接入对正常运行配网的影响Fig.3 Influence of DG access on normal operation of distribution network

1.2.2 仅故障点下游有DG接入,且DG接入位置在本线路末端

由于DG接于故障点下游对流经保护电流的影响为三个DG影响的叠加,故先分析DG1。图4为图2配网仅投DG1时,f1处发生BC两相短路故障简化后的正序等效电路图,图中ZG’为系统等值阻抗及线路L1阻抗之和,EDG为故障后DG的等效电势EDG=ZDG·f(UDG)+UDG’,ZDG为DG的内阻抗及出口变压器阻抗之和。

图4 仅故障点下游有DG接入的配电网等效电路Fig.4 Equivalent circuit of distribution network with DG access only downstream of fault point

总故障电流IF为

(3)

式中:VF为EG和EDG并联后的等值电势。流过保护K2的电流为

(4)

令ZC=ZG’+Z2’、ZD=Z2”+ZDG及γ=ZC/ZD代入式(4)。在DG接入之前,If.CB可以表示为

If.CB=VF/(ZC+ZF)

(5)

定义保护的灵敏度恶化率(Sensitivity deterioration rate, SDR)为DG接入前后流过保护的故障电流大小的比值,令ZFC=Zf/ZC,得SDR为

(6)

由式(6)可得,SDR恒为小于1的值,DG1接入使保护K2灵敏度下降;DG3为放电状态及DG2撬棒保护未投入时,由于均等效为压控电流源,故分析与DG1相同;DG3为充电状态及DG2投入撬棒保护时等效为无源阻抗,对流经保护K2的故障电流无影响。

在电磁暂态仿真软件PSCAD/EMTDC中构建图2所示配网,设置f1处发生BC两相短路故障。

1)对本级线路保护Ⅰ段,DG不同出力流过K2的电流均小于无DG接入时,K2保护范围缩小。

2)对本级线路保护Ⅱ段,其灵敏度为最小运行方式L2末端两相短路电流Ik.min与Ⅱ段整定值的比值,由图5得Ik.min随DG的出力改变,当DG未并网时,Ik.min为3.580 9 kA;当故障前DG1和DG2的输出功率为额定功率的50%、DG3为充电状态时,Ik.min的变化较小,为3.53 kA;当DG输出均达到额定时,Ik.min下降到3.25 kA,K2的Ⅱ段灵敏度从1.34下降到1.20,灵敏度不足。同时由于流经K2的故障电流减小,保护拒动可能性增大,可靠性下降。

3)对本级线路保护Ⅲ段,当保护作本级线路近后备,情况与Ⅱ段相同,灵敏度随DG出力的增加而下降;当保护作相邻线路远后备,灵敏度为最小运行方式L3末端两相相间短路电流与Ⅲ段整定值的比值,需分析L3末端两相相间短路时流经K2的短路电流变化,即为故障点上游有DG接入且DG位于线路首段的情况,同第1.3.4节中的分析(此处不再详述),得流经保护K2电流变小,因此Ⅲ段灵敏度会下降且下降程度较大,同时保护可靠性降低。

图5 DG不同出力下最小电流比较(L2末端两相短路)Fig.5 Comparison of Ik.min under different output of DG (two-phase short circuit fault occurs at the end of L2)

4)对上级保护K1,DG使L2末端两相短路电流下降,Ⅲ段作本级近后备时灵敏度降低。

1.2.3 仅故障点下游有DG接入,且DG接入位置不在本线路末端

当f2处BC两相短路,DG位于下级线路末端,因此DG对保护Ⅰ段、Ⅱ段及Ⅲ段作本线路近后备的影响分析同1.2.2节,当Ⅲ段作相邻线路远后备时,保护灵敏度随DG在故障前输出功率的增大而下降,与1.2.2节中Ⅲ段作本级近后备情况相同。

1.2.4 仅故障点上游有DG接入且故障线路首端有DG接入

当f3处两相短路故障,故障点上游有DG接入且位于L5首端。对本级保护K5,DG对短路电流起助增作用,流过K5的电流随故障前DG输出功率的增大而增大,保护能可靠动作,对四性影响可忽略。对于上级保护K4,此时简化等效电路为图6。

图6 仅故障点上游有DG接入的配电网等效电路Fig.6 Equivalent circuit of distribution network with DG access only upstream of fault point

由式(7)可得,由于DG的分流,流经K3的短路电流随DG故障前输出功率的增大而下降。如图7所示,DG接入后上级线路保护K4灵敏度下降,当DG输出功率达到最大,K4Ⅱ段作L5远后备时灵敏度降到1.00,远达不到灵敏度要求,保护可靠性也随之降低,由于K5不会误动,故对保护选择性无影响。

图7 DG不同出力最小电流比较(L3末端两相短路)Fig.7 Comparison of Ik.min under different output of DG (two-phase short circuit fault occurs at the end of L3)

1.2.5 其他场景

故障点的相邻馈线、上游(故障线路首端无DG接入)及上下游均有DG接入时保护受DG的影响与前文分析同理,不再赘述,附录表2为DG在6种典型场景下对的保护四性影响总结。综上,传统电流保护受DG接入的影响程度与其在故障前的出力密切相关,DG出力波动时,其对保护的影响也更加多变。

2 改进型电流保护方案

2.1 配网运行状态聚类

2.1.1 数据选取

三段式电流保护以最大运行方式整定、最小运行方式校验,若根据故障前时刻系统运行状态做实时整定,计算量大且对通信同步要求高,且异常数据的存在对依靠故障前数据实时整定影响较大[17]。

提出根据配网历史运行状态数据聚类的离线整定方法,表征运行状态的数据选取原则为采样点位置应充分包含可能影响流过保护处电流的负荷、支路及DG等;采样时间的选择具有代表性。以图2配网的保护K3为例,采样点分为配网线路采样点(星形采样点)及DG出线采样点(三角形采样点),星形采样点采集影响流过保护K3电流的线路及负荷上流过的电流大小及其相位;由前文分析得DG的输出直接影响故障电流的大小,故三角形采样点采集DG的输出电流大小及相位。考虑DG由于季节及昼夜引起的出力变化,采样时间选择在“夏大、夏小、冬大、冬小”的冬夏典型运行日[18]及春、秋的典型运行日,即选取至少六个典型运行日下各采样点数据作为后续算法输入,实际应用中,除上述六个必要典型日外可根据配网运行特点增加采样天数。

2.1.2 算法选取

配网运行状态的改变会以支路电流大小及相位、DG出力等电气量的变化来表现。实际系统中包含大量元件、不同时间尺度,故数据维度高、规模大、有复杂的相关性及一定冗余性。因此对配网运行状态分组用预处理后聚类再降维可视化的思路。

1)预处理:常用的降维预处理算法有主成分分析(PCA)及多维变量缩放等。通过去除电流采样数据中冗余维度来提升后续聚类效率,使所提方案更适用于新型配电系统。选取效率较高的PCA对采样得到的运行状态数据做降维预处理。

2)聚类:选取收敛速度较快且鲁棒性好的K-means++算法。由于K-means++在选第x个聚类中心时距当前x个聚类中心越远的点会有更高概率被选为第(x+1)个聚类中心,故在聚类中心的选取上优于随机选取数据集中K个点作聚类中心的K-means。

由于新型配电网系统运行方式多样,难以凭借经验选最优聚类数,故把运行状态相似度定义为每一类中各运行状态到聚类中心间的平均距离,再采用式(8)选取合适的聚类数。

(8)

图8 最优聚类数选取原理Fig.8 Selection principle of optimal number of clusters

3)降维可视化方法:通过降维可视化将高维数据映射到2维空间实现电配网高维非线性运行状态数据的可视化。选取t-SNE算法做降维可视化,其基本思路是将高维运行状态数据和一个低维流形建立对应关系,并通过计算得到相应运行方式在低维流形中的具体位置[19]。图9为得到L个运行状态集及其对应聚类中心的算法流程图。

图9 得到运行状态集的聚类算法流程图Fig.9 Flow chart of the clustering algorithm for obtaining the running state sets

2.2 保护方案

提出的整定方案为离线整定,首先根据前述数据选取原则,收集各采样点运行状态数据,若选定A个典型日,m个星形采样点,n个三角形采样点,每一采样时刻的(2m+2n)个被采状态量形成一组运行状态,目前电网要求调度计划每15分钟刷新一次[20],故采样间隔选为15分钟,形成的输入矩阵为

(9)

r=(A×24×60)/15

(10)

令s=2m+2n,则形成r*s维数据作为后续聚类算法的输入。按图9所示流程对这r*s维数据聚类得到L个运行状态集及各集的聚类中心。最后,按经典电流保护整定方法分别计算各运行状态集的整定值,以图2中K3为例说明,对保护K3的Ⅰ段:

(11)

对保护K3的Ⅱ段:

(12)

对保护K3的Ⅲ段:

(13)

(14)

式中:ΔI21=IK(t2)-IK(t1)、ΔI32=IK(t3)-IK(t2),IK(t1)、IK(t2)、IK(t3)分别为流经保护K3的电流有效值(计算间隔为0.1 s),即流经保护的电流连续增大或减小且超出最大、最小电流范围则考虑定值切换。具体地,若电流连续增大的同时第三次有效值大于K1IKmax则启动定值切换,K1取1.1;或当电流连续减小且第三次有效值小于K2IKmin时启动定值切换,K2取0.9。图10给出了启动定值切换逻辑。

图10 定值切换启动逻辑图Fig.10 Start-up logic diagram of fixed value switching

定值切换启动后,计算配网当前运行状态与离线计算得到的各运行状态集聚类中心间欧式距离的大小[21],距离最小的组则为其所属的运行状态组,将保护定值换为当前配网所属运行状态集的定值,完成保护定值的在线更新,图11所示为保护方案流程图。

图11 改进型三段式电流保护保护方案Fig.11 Improved three-section current protection scheme

3 仿真验证

在PSCAD/EMTDC中搭建图2所示配电网验证所提保护方案。以保护K3为例,用DG1、DG2、DG3均不接入来模拟传统配电网,即新能源渗透率为0%的无源配电网;以DG1接入来模拟低新能源渗透率(20%)的配网;以DG1～DG3均接入模拟符合未来配电网发展趋势的新型配电网,即新能源渗透率为40%。采样点设置见附录图1,在Python中对采样得到的六个典型日的18*576维采样数据聚类,将聚类结果可视化后,得到图12所示运行状态的二维空间分布,图中的每个点都代表一个时刻的运行状态,不同形状的点代表不同的运行状态集,横纵坐标为聚类后的运行状态经t-SNE降维到二维平面的相对位置。由图12及附录图1可以看出运行状态集的数量随着可再生能源比例的上升而显著增加,从低渗透率时的3个上升到中渗透率时5个,最终达到高渗透率时的8个。表1为在高渗透率新能源接入下分别计算得到的8个运行状态集内K3整定值。

图12 高比例可再生能源场景(40%)运行状态组聚类结果Fig.12 Clustering results of operational state groups with high proportion (40%) of renewable energy

3.1 不同短路类型及短路位置保护的动作情况

图13为DG1～DG3某典型日的出力,选取15:00时线路L3的中点处发生单相接地、两相短路及三相短路故障。得故障前与运行状态集5的聚类中心的欧氏距离最近,图14所示为仿真故障电流,均大于保护的Ⅰ段整定值2.764 kA,能可靠动作。

表1 改进型电流保护K3整定值

图13 DG日典型出力曲线Fig.13 Typical daily output curve of DGs

图14 不同类型短路故障电流Fig.14 Fault current of different types of short circuit

图15 不同位置短路故障电流Fig.15 Fault current at different positions

图15为线路L3距保护安装处为线路全长30%、60%、90%的地点发生单相接地故障,以及L3距保护安装处为线路全长90%处发生经30 Ω过渡电阻的单相接地故障时流经保护的故障电流仿真图。可得,故障位于线路L3的30%、60%时,流经保护的故障电流大于保护Ⅰ段整定值2.764 6 kA,因此I段能可靠动作;当L3距保护安装处为线路全长90%的地点发生单相接地故障时,故障电流为2.637 1 kA,超出Ⅰ段保护范围,但大于Ⅱ段整定值2.566 kA,因此Ⅱ段能可靠动作;由于10 kV配电网中,过渡电阻一般不超过30 Ω[5],当L3距保护安装处为线路全长90%处发生经30 Ω过渡电阻的单相接地故障时,流经保护的故障电流大于保护Ⅲ段整定值1.605 kA,保护具有良好的耐接地电阻能力。